Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Организационная структура ОАО «Томскнефть»

Центральная инженерно-техническая служба (ЦИТС).

Главной задачей ЦИТС является обеспечение выполнения производственных планов добычи нефти и газа в соответствии с заданной технологией.

На ЦИТС возложены следующие функции:

- обеспечение ритмичной работы основного производства и оперативный контроль за производственными заданиями по добыче нефти, подготовке и реализации нефти и газа, закачке рабочих агентов в продуктивные пласты;

- осуществление регулярного оперативного контроля за ходом основного производства, принятием мер по предупреждению нарушения хода производственных процессов в добыче нефти и газа;

- руководство работой районных инженерно-технических служб;

- осуществление совместно с функциональными отделами и службами НГДУ оперативного корректирования установленных технологических режимов работы производственных объектов, а также производственных заданий и планов;

- осуществление контроля за состоянием и использование фонда нефтяных и газовых скважин, организация разработки и осуществление мероприятий по совместному вводу скважин в эксплуатацию из простоя;

- оперативное планирование, организация выполнения работ, связанных с осуществлением планов организационно-технических мероприятий, эксплуатацией и ремонтом объектов основного производства;

- организация работ по вводу в эксплуатацию скважин, законченных бурением и освоением, и контроль за их выполнением;

- круглосуточный оперативный контроль и координация деятельности всех подразделений НГДУ при выполнении работ на объектах основного производства;

- осуществление контроля за обеспеченностью объектов основного производства необходимыми материальными изделиями, оборудованием, а также транспортом и спецодеждой;

- участие в разработке и внедрении мероприятий по научной организации производства, труда и управления, совершенствованию производственного планирования и внедрения средств механизации труда работников инженерно-технической службы;

- разработка и предоставление в соответствующие отделы и службы НГДУ предложений по повышению эффективности основного производства для включения их в план организационно-технических мероприятий;

- сбор и анализ поступающей в производственных объектов информации, необходимой для оперативного контроля и регулирования хода основного производства, своевременное предоставление руководству НГДУ ежедневных сведений о результатах выполнения производственных заданий по добыче, подготовке и реализации нефти и газа, закачка рабочих агентов в продуктивные пласты;

- осуществление контроля и принятия необходимых мер по обеспечению безопасного ведения работ на объектах основного производства;

- организация работ по ликвидации аварий и пожаров, информация руководства НГДУ о принятых мерах в расследовании аварий и осложнений, произошедших на объектах основного производства.

Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ).

Структуру и штаты по добыче нефти и газа утверждает генеральный директор. Цех подразделяется на бригады, создаваемые по признаку однородности технологического процесса.

Обязанности между бригадами цеха и работниками инженерно-технических служб распределяются на основании соответствующих положений, должностных инструкций и единого тарифно-квалификационного справочника. Все распоряжения по цеху отдают по подчиненности, соответственно мастеру - старшим мастером, рабочему - мастером или бригадиром и т.д.

Функциями ЦДНГ являются:

- участие в разработке и согласовании расчетов производственных мощностей, технологических планировок и процессов, подборе и комплектации оборудования цеха, организационно-технических мероприятий и модернизации оборудования;

- обеспечение эффективной эксплуатации и сохранности оборудования, инструмента, технологической оснастки, энергетического хозяйства, зданий и сооружений цеха;

- выполнение всех работ в строгом соответствии с техническими условиями, технологическими процессами;

- внедрение прогрессивной технологии производства и прогрессивных форм материальных и духовных затрат, контроль за соблюдением технологической дисциплины;

- обеспечение сохранности и эффективного использования оборотных средств, выделенных цеху.

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

Главной задачей и основными функциями ЦППН являются сбор и подготовка нефти до товарной кондиции с последующей откачкой ее потребителю в объемах суточных, месячных и годовых планов и дополнительных заданий; подготовка сточных вод для закачки их в нагнетательные или поглощающие скважины, а также для дальнейшей очистки в соответствии с установленными требованиями.

На цех возложены следующие функции:

- круглосуточный и бесперебойный прием нефти и нефтяной эмульсии из нефтяных скважин;

- организация и осуществление обезвоживания и обессоливания нефти до установленных параметров;

- обеспечение ритмичной работы резервуаров и установок по подготовке нефти и ее перекачке в нефтесборных парках;

- организация и разработка мероприятий по сокращению потерь нефти и газа, повышению качества подготовки нефти и ее сдачи; рациональному использованию сточных вод;

- определение путей повышения эффективности объектов подготовки и перекачки нефти, сокращения норм расхода реагентов, ингибиторов, материалов, топлива, электроэнергии и прочего на подготовку нефти;

- осуществление мероприятий по повышению технического и теоретического уровня работников цеха ППН;

- контроль за выполнением декадных, месячных планов откачки нефти.

Цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС)

Главной задачей цеха является своевременный и качественный ремонт скважин, проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению приемистости нагнетательных скважин, испытание новых образцов глубинного оборудования в скважинах.

Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО)

Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования является производственным подразделением базы производственного обслуживания объединения. Цех осуществляет ремонт нефтепромыслового оборудования. Основной его функцией является обеспечение надежной работы оборудования, проведение своевременного и качественного ремонта оборудования НГДУ, изготовление изделий, запчастей и узлов оборудования.

Производственно-технический отдел НГДУ (ПТО).

Главной задачей производственного отдела является разработка оперативных планов производства, организационно-технических мероприятий, своевременного доведения плановых заданий до всех подразделений, осуществление контроля и анализа их выполнения, а также определение рациональной техники и технологии добычи нефти и газа, совершенствование их, внедрение новой техники и передовой технологии, пропаганда достижений науки и техники и передовых технологических процессов.

Геологический отдел НГДУ.

Задача геологического отдела - дательное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания и эксплуатации, учет движения запасов нефти и газа по месторождениям, находящимся на балансе НГДУ, доразведка отдельных площадей, участков и блоков по разрабатываемым и подготовленным к разработке месторождениям.

Планово-экономический отдел (ПЭО).

Главной задачей отдела является обеспечение надежной и бесперебойной работы оборудования, сооружений и коммуникаций основного и вспомогательного производств, осуществление контроля за соблюдением технических правил его эксплуатации, проведение своевременного и качественного ремонта оборудования НГДУ, изготовление запчастей, узлов и изделий к оборудованию.

Цех поддержания пластового давления (ЦППД).

Главной задачей ЦППД является обеспечение объектов закачкой воды в нефтяные пласты согласно режимов работы нефтяных месторождений.

Прокатно-ремонтный цех энергетического оборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ).

Главной задачей ПРЦЭиЭ является бесперебойное снабжение производственных объектов электроэнергией, техническое обслуживание и проведение своевременного и качественного ремонта электрооборудования, сетей и подстанций во всех подразделениях НГДУ.

Цех пароводоснабжения (ЦПВС).

Главной задачей ЦПВС является бесперебойное снабжение объектов основного и вспомогательного производства НГДУ паром на производственные нужды, горячей водой на теплоснабжение и питьевой водой базы производственного обслуживания.

Цех автоматизации производства (ЦАП).

Главной задачей ЦАП является монтаж, наладка, техническое обслуживание и обеспечение надежной работой КИП и средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов, обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение уровня метрологического обеспечения производства.

Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР).

Основные задачи ЦНИПР заключаются в оперативном проведении всех видов гидродинамических исследовательских работ, отдельных геофизических и химико-аналитических исследований, необходимых для осуществления правильного процесса разработки нефтяных и газовых месторождений, контроля и регулирования процесса выработки продуктивных залежей с целью достижения максимальной нефтеотдачи.

2. Назначение системы поддержания пластового давления (ППД)

ППД относится к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки, поддерживает или повышает пластовое давление.

На практике применяются следующие системы заводнения:

1. Законтурное заводнение - применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с литологически однородными коллекторами с хорошей проницаемостью в законтурной части. Нагнетательные скважины располагаются на расстоянии 1000-1200 м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных, для неоднородных с низкой проницаемостью 600-700 м.

2. Приконтурное заводнение - применяется при низкой проницаемости. Нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи.

3. Внутриконтурное заводнение - применяется при разработке значительных по размерам нефтяных залежей. Площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин, которые разрабатываются как самостоятельные участки. При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуются зоны повышенного давления. Очаги, которые образуются возле нагнетательных скважин, сливаются в валы, передвижение которых можно контролировать.

4. Блоковое заводнение - залежь разрезают на самостоятельные участки рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно оси структуры (5 рядов добывающих скважин, каждый нагнетательный ряд действует на 2,5 ряда добывающих скважин.

5. Очаговое заводнение - в сочетании с внутриконтурным заводнением, когда на отдельных участках падает давление и снижаются объемы отбираемой нефти.

3. Блочная кустовая насосная станция (БКНС). Назначение и принцип работы

Системы водоснабжения для систем ППД состоят из подсистем, включающих водозаборные сооружения, напорные станции, блочные кустовые насосные станции (БКНC), водораспределительные гребенки, нагнетательные скважины.

Блочная кустовая насосная станция №10 (БКНС-10) предназначена для закачки рабочего агента в продуктивные пласты с целью поддержания в них давления, необходимых для отбора планируемых объемов нефти. БКНС-10 введена в действие в 1980 году и охватывает часть нагнетательного фонда скважин Советского нефтяного месторождения.

БКНС-10 имеет одну технологическую линию (рисунок 2). Подготовленная для закачки вода подается на прием насосов. Насосами высокого давления рабочий агент через водораспределительный блок подается в водоводы, распределяясь по кустовым площадкам.

Вода нагнетается в пласт под давлением 10-20 МПа с помощью специальных центробежных насосов типа ЦНС-180.

Насосное оборудование КНС подбирают в зависимости от объема закачиваемой воды и требуемого давления нагнетания. Число кустовых насосных станций на месторождении определяется многими факторами: объемом закачиваемой воды, системой нагнетательных водоводов, числом нагнетательных скважин и их приемистостью, площадью месторождения, системой разработки месторождения.

Приводом насосов типа ЦНС (таблица 2) служат синхронные электродвигатели серии СТД с разомкнутым или замкнутым циклом вентиляции. Для их охлаждения применяется маслосистема. Маслосистема насосного агрегата состоит из оборудования и арматуры, предназначенных для подачи масла, необходимого для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.

Таблица 1. Перечень основного и вспомогательного технологического оборудования

№ п/п	Наименование	Количество
Основное оборудование
1.	Агрегат ЦНС 180*1422	2
2.	Агрегат ЦНС 240*1422	1
3.	Насос НМШ 5*25	2
4.	Водораспределительный блок	1
Вспомогательное оборудование
1.	Дренажный насос НВ 50/50	1
2.	Электронагревательные приборы СФО	2
3.	Дренажная емкость ЕП-20	2
4.	Арматура запорная, регулирующая, предохранительная.	Согласно технологической схемы

Таблица 2. Краткая характеристика технологического оборудования

№ п/п	Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение)	Номер позиции по схеме	Количество штук	Материал	Методы защиты металлооборудования от коррозии	Техническая характеристика
1	2	3	4	5	6	7
1	Насос ЦНС180*1422	ЦНС - 1,2	2	25Л ГОСТ 977; 12Х18Н12 М3ТЛ	-	Производительность насоса -180 Напор, м-1422 Давление в приемном патрубке насоса, МПа от 0,2 до 1,5 Допускаемый кавитационный запас, м-7 Внешняя утечка через уплотнения, л/час не более - торцевое - 0,5 Потребляемая насосом мощность на номинальном режиме, кВт-942
2	Насос ЦНС 180*1422	ЦНС-3	1	25Л ГОСТ 977; 12Х18Н12 М3ТЛ	-	Производительность насоса 240 Напор, м-1422 Давление в приемном патрубке насоса, МПа от 0,2 до 1,5 Допускаемый кавитационный запас, м-7 Внешняя утечка через уплотнения, л/час не более - торцевое - 0,5 Потребляемая насосом мощность на номинальном режиме, кВт-942
3	Электродвигатель СТД и АРМ 41250/3000	АРМ - 1,2. СТД-3	3		-	Мощность электродвигателя, кВт-1250 Частота вращения электродвигателя об/мин-3000 Напрежение питания электродвигателя, В-6000 Вид тока питания электродвигателя - трехфазный переменный, высоковольтный с частотой 50Гц
4	Насосный агрегат шестеренный НМШ5-25-4,0/4Бс	НШ - 1,2	2	Бронза БР ОЗЦ7С5	-	Подача, -4 Напор, м -4,0
4	электродвигателем В 90L4		2	Н1 ГОСТ613-79	-
5	Насосный агрегат полупогружной НВ 50/50 с электродвигателем В160М4		1		-

4. Управление технологическим процессом

Управление технологическим процессом

Управление технологическим процессом возможно как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Автоматизация БКНС предусматривает присутствие обслуживающего персонала, т.к. вывод технологической установки на режим и изменение процесса производится машинистом по закачке рабочего агента в пласт.

Проектом предусмотрено:

- автоматический контроль за состоянием насосных агрегатов, включает:

1) непрерывный контроль и отклонение агрегатов при достижении предельного значения температуры подшипников двигателя, насоса, температуры гидропяты, масла на охлаждение подшипников;

2) отключение агрегата при падении давлении воды на выходе насоса ниже уставки;

3) отключение агрегата при падении давления воды на входе в агрегат;

4) отключение агрегата при падении давления масла ниже уставки;

5) отключение агрегата при исчезновении напряжения в цепях КИП;

6) индикация срабатывания вышеперечисленных параметров, а также срабатывания электрической защиты, отключение агрегата аварийной кнопкой, положение выкидной электрозадвижки, состояние агрегата;

7) автоматическое закрытие выходной электрозадвижки при отключении агрегата от технологической или электрической защиты;

8) местное и дистанционное управление выходной электрозадвижкой;

9) местный контроль давления;

10) дистанционный контроль температуры подшипников насосных агрегатов;

11) дистанционный контроль расхода воды в ВРБ по направлению.

Основные положения пуска и остановки БКНС при нормальных условиях

Запуск БКНС в работу

Запуск БКНС предусматривает ввод в работу основного и вспомогательного технологического оборудования и вывод их на технологический режим. Технологическая жидкость (таблица 3,4) с УПСВ (ЦППН-1) подается по трубопроводу через задвижки №№14, 17, 20 на прием основных агрегатов. Далее осуществляется запуск в работу вспомогательного технологического оборудования. Запустить маслонасос и открыть соответствующую запорную арматуру для подачи смазки на подшипники насоных агрегатов и убедиться в наличии достаточного давления в конце масленой магистрали. Убедиться путем визуального контроля через смотровые окна в наличии циркуляции масла в маслосистеме агрегата.

Запустить насосные агрегаты:

- убедится путем тщательного наружного осмотра в исправном состоянии всего оборудования насосного агрегата;

- произвести подачу подтоварной воды с УПСВ (ЦППН-1), на прием насоса через задвижки №№14,17,20 убедиться в наличии достаточного давления на ЭКМе «прием насоса»;

- cтравить воздух с рабочих секций насоса до выкидной линии агрегата;

- перед запуском насосного агрегата необходимо убедится в работоспособности электроприводной задвижки исправности обратного клапана (выкидной лини агрегата). Проверка осуществляется, при открытой задвижки на приеме насоса, путем открытия-закрытия. В случае не герметичности обратного клапана (слышен характерный в напорном трубопроводе и насосе) происходит повышение давления в напорном и приемном трубопроводе. Запускать насосный агрегат при неисправном состоянии запрещается.

- пуск насоса осуществляется при закрытой электроприводной задвижки на напорном трубопроводе насосного агрегата, после набора оборотов агрегата задвижку открывают. Продолжительность работы агрегата на закрытой выкидной задвижке не более 2-3 мин.

- затем регулировкой электроприводной задвижкой, на напорном трубопроводе, устанавливается номинальный режим работы насосного агрегата.

Во время работы следить за показаниями приборов, нагревом подшипников и их смазкой, так же следить за сдвигом ротора насоса (визуальной контрольной риске на валу ротора через смотровое окно). Резкое колебание стрелок приборов, шум, вибрация характеризует ненормальную работу насосов, в этом случае необходимо остановить насос для устранения неисправности.

Особенности пуска и остановки БКНС в зимнее время

При длительной остановке БКНС в зимнее время необходимо принять меры по предупреждению замораживания оборудования и трубопроводов, так как это может привести к выходу из строя или создать аварийную ситуацию.

Для этого необходимо снизить остаточное давление в насосе, приемном и выкидном трубопроводах до атмосферного, слить из них оставшуюся жидкость. Пуск насосов в эксплуатацию производить, убедившись в том, что оборудование и трубопроводы не имеют замороженных участков. При необходимости произвести их отогрев посредством пара (горячей воды). Произвести пробный запуск насоса для определения наличия прохода воды по трубопроводам.

Таблица 3. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов изготовляемой продукции	№ гос-го стандарта или отраслевого стандарта, технических условий	Показатели качества, обязательные для проверки	Нормы по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ	Область применения изготовляемой продукции
1	Подтоварная нефть	1.02-24/X1/МВИ-1-08 2. ОСТ 39-231-89	1. Содержание нефтепродуктов 2. Содержание механических примесей	1. Не>50 мг/дм3 2. 0,1% по весу	Вода для заводнения нефтяных пластов

Таблица 4. Физико-химические свойства подтоварной воды

№ п/п	Наименование показателей	Значение
1.	Плотность,	1,023
2.	pH	7,25
3.	Минерализация, мг/л	26752,4
4.	Содержание макрокомпонентов	мг-экв/л
		мг/л
4.1	Cl-ионы	430,0; 15243,5
4.2	HCO3	20,6
		207,1257,05
4.3	CO3	отс.
4.4	Кальций Ca	36,0
		721,4
4.5	Магний Mg	2,0
		24,3
4.6	Натрий, калий Na+K	412,6
		9489,9
4.7	ион железа Fe2+	отс.
4.8	ион железа Fe3+	0,88
		16,4
5.	Жесткость, мг-экв/л
5.1	общ.	38,0
5.2	карб.	20,6

Остановка БКНС

Остановить насосный агрегат:

- выполнить закрытие электроприводной задвижки №№15,18,21 на напорном трубопроводе, после чего, cместного пульта управления, остановить насосный агрегат.

Остановка насосного агрегата может производить кнопкой остановки с местного щита управления, либо кнопкой аварийной остановки агрегата (при неисправности щита управления). Прекратить подачу рабочего агрегата в приемный патрубок насоса, закрыв приемную задвижку №№14,17,20.

5. Безопасная эксплуатация производства

Производственные опасности, которые могут привести к пожару, взрыву, отравлению

Технологический процесс характеризуется наличием следующих опасных и вредных производственных факторов:

- давление на приеме насосов ЦНС составляет до 15

- давление нагнетания насосов ЦНС составляет до 160

- применением для отогрева трубопроводов и подготовки оборудование к ремонту водяного пара с температурой до 160С.

- наличием подземной сети трубопроводов трубопроводов высокого и низкого давления;

- наличием проездов для автотранспорта на территории установки;

- возможностью образования взрывоопасных концентраций углеводородов при проведении зачистных или ремонтных работ в емкостях.

К наиболее опасным местам на БКНС-10 относятся:

- насосный блок;

- технологическая площадка;

- ВРБ;

- электрощитовые.

Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического процесса.

Контроль параметров и управление технологическим процессом осуществлеятся дистанционно по приборам, установленным в операторной, со световой и звуковой сигнализацией, которая срабатывает при достижении предельно допустимо и аварийных значений.

Нормы технологического режима

№ п/п	Наименование	Ед. изм	Значения параметров max	Значения параметров min	Тип и характеристика прибора	Способ контроля	Периодичность
1	ДАВЛЕНИЕ
1	На приеме основных агрегатов		15	2	Манометр ЭКМ-4 шкала 0-25	визуально	4 ч.
2	На приеме основных агрегатов ЦНС		160	100	Манометр ЭКМ-4 шкала 0-25	визуально	4 ч.
3	В ВРБ БКНС		150	90	Манометр МП-4 шкала 0-250	визуально	4 ч.
4	На выкиде дренажного насоса		5	2	Манометр МП-4 шкала 0-16	визуально	4 ч.
5	На насосе маслонасоса		3	1	Манометр МТП-4 шкала 0-6	визуально	4 ч.
6	В конце маслосистемы		1,5	0,6	Манометр ЭКМ-4 шкала 0-4	визуально	4 ч.

Таблица 7. Перечень сигнализаций и блокировок

Контроль работы насосов БКНС	Величина устанавливаемого параметра	Блокировка	Сигнализация
Наименование параметра	min	max	min	max	min	max
Давление на приеме основных агрегатов, МПа	0,2	1,5	0,2	1,5	0,2	1,5
Давление на выкиде основных агрегатов, МПа	10,0	16,0	10,0	16,0	10,0	16,0
Давление в конце линии маслосистемы МПа	0,06	0,15	0,06	0,15	0,06	0,15
Температура подшипников гидропяты,	-		-		-
Уровень жидкости в ЕП-40 (м)	0,5	2,0	-	-	0,5	2,0

пластовый давление насосный безопасный

Для обеспечения безопасной работы требуется соблюдать следующие правила:

- ведение технологического процесса осуществлять в строгом соответствии с требованиями данного технологического регламента;

- своевременно осуществлять ревизию и ремонт сооружений, оборудования и арматуры;

- при текущем обслуживании оборудования и ремонтных работ запрещается, применять инструменты из неомеднённой стали. Используемый инструмент должен быть изготовлен из материала, не дающего искр; ударный и режущий инструмент при работе необходимо смазывать консистентными смазками;

- обслуживающий персонал на каждом рабочем месте должен находиться в соответствующей спецодежде и иметь при себе средства индивидуальной защиты;

- выездная бригада должна быть обеспечена аптечкой и перевязочных материалов для оказания доврачебной помощи.

- контроль состояния воздушной среды открытых площадок осуществляется путем анализа газовоздушной среды (ГВС) переносным газоанализатором СГГ-20 при проведении пожароопасных работ (таблица 9).

В случае возникновения на объектах аварийной ситуации, обслуживающий персонал должен быть готов к действиям по ликвидации последствий без ущерба для своего здоровья (таблица 8).

Возможные неполадки технологического процесса, причины и способы их устранения

№ п/п	Возможные неполадки	Причины возникновения неполадок
1	Насос ЦНС при пуске не развивает напор и производительность согласно технологическому регламенту	Засорен приемный фильтр на входном трубопроводе к насосу ЦНС	Очистить приемный фильтр
2	Снизилось давление на выкиде насоса ЦНС.	Порыв водовода высокого давления на ВРБ, до нагнетательных и поглощающих скважин	Закрыть задвижку аварийного направления на гребенке ВРБ
3	Снизилось давления на приеме основного насосного агрегата ЦНС.	Порыв водовода низкого давления	Закрыть задвижку аварийного направления
		Уменьшение откачки подтоварной воды сУПСВ - 11,1.	Сообщить оператору ООУ УПСВ - 11,1
4	Увеличение содержания нефти в подтоварной воде	Низкий уровень раздела фаз в РВС наУПСВ - 11,1	Сообщить оператору ООУ УПСВ - 11,1. Поднять уровень раздела фаз в соответствии с регламентом

Список источников

1. Дополнительная записка к проекту разработки северо-восточной части объекта АВ₁ Советского нефтяного месторождения. - ТомскНИПИнефть ВНК, 29 декабря 2000 года.

2. Проект разработки Советского месторождения - ТомскНИПИнефть ВНК, 1992 год.

3. Технологических регламент установки БКНС-10 - ТомскНИПИнефть ВНК, 2008 год.

Размещено на Allbest.ru